3、工具篇：解读电力辅助服务市场.pdf

请阅读最后评级说明和重要声明 丨证券研究报告丨 行业研究丨专题报告丨环保 [Table_Title] 火电灵活性改造（三）工具篇：解读电力辅助服 务市场 报告要点 [Table_Summary] 电力辅助服务市场可发挥“调节器”作用，有效提升电力系统综合调节能力，显著增加可再生 能源消纳水平。我国电力辅助服务补偿机制产生于2006年，经超过15年一系列政策出台与实 践，目前初步形成了跨区域省间、省多层次辅助服务体系。本篇报告从发展历程、新规比较、 案例剖析等方面做详细分析。 分析师及联系人 [Table_Author] 徐科 任楠 贾少波 李博文 SAC：S0490517090001 SAC：S0490518070001 SAC：S0490520070003 请阅读最后评级说明和重要声明 丨证券研究报告丨 更多研报请访问 长江研究小程序 环保 cjzqdt11111 [Table_Title2] 火电灵活性改造（三）工具篇：解读电力辅助服 务市场 行业研究丨专题报告 [Table_Rank] 投资评级 看好丨维持 [Table_Summary2] 预计“十四五”期间火电灵活性改造执行进度有望大幅超过“十三五” 我们在此前外发两篇火电灵活性改造专题报告《缘起与节奏》、《技术篇》中对火电灵活性改造 的背景、目标、节奏、技术做了详细分析。“十三五”期间我国目标灵活性改造约2.2亿千瓦， 但实际完成进度大幅低于预期；“十四五”期间目标完成煤电机组灵活性改造 2 亿千瓦，增加 系统调节能力 3000-4000 万千瓦；随着双碳目标推进带来的可再生能源装机规模迅速增加带 来的调峰迫切性提升、激励机制的完善、多地将灵活性改造与新能源装机挂钩政策的出台，预 计“十四五”火电灵活性改造执行进度有望大幅超过“十三五”期间。其中，电力辅助服务市 场是灵活性改造回报机制的重要手段。 发展历程：从计划到市场，从点到面 电力辅助服务市场可发挥“调节器”作用，有效提升电力系统综合调节能力，显著增加可再生 能源消纳水平。我国电力辅助服务补偿机制产生于 2006 年，经超过 15 年一系列政策出台与 实践，目前初步形成了跨区域省间、省多层次辅助服务体系。主要变化趋势包括：1）补偿力 度：从计划到市场，力度逐步加大；2）区域范围：从东北市场到涵盖全国6个区域电网和30 个省级电网；3）主体范围：从火电厂到包括新型储能、虚拟电厂、传统高载能工业负荷等在 内；4）品种范围：从深度调峰需求扩充到启停调峰、爬坡、稳定切机服务等；5）费用分担： 从并网电厂承担延伸到电力用户端。 新规比较：扩大主体与品类，明确补偿与分摊 2021年底国家能源局发布《电力并网运行管理规定》、《电力辅助服务管理办法》，时隔 15年 重新修订用来应对日益复杂的电源结构和网架结构。此次修订：①扩大了辅助服务市场提供主 体；②对服务服务品种重新分类（包括有功平衡服务、无功平衡服务、事故应急及恢复服务）； ③进一步强调按照“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则，确定补偿方式和分摊机制； ④逐步将电力用户纳入分担共享机制，其费用分摊可采取直接承担或经发电企业间接承担两种 方式；⑤新纳入跨省跨区电力辅助服务机制。从各区域辅助服务市场来看，各地区结合实际情 况执行具体的有偿调峰基准值、有偿调峰价格档位和报价区间。 案例剖析：东北电力市场风电场为每度电增发电量支付成本0.054元 在2014年10月至2018年5月底的时间段内：①东北电力辅助服务市场合计补偿费用44.74 亿元，有偿调峰辅助服务平均价格0.506元。②全网共有257座风电场参与市场，平均支出金 额688万元，风电为此支付费用合计17.69亿元，折合风电为每度电增发电量支付成本0.054 元；我们测算风电场每年平均增发小时数约275小时。③全网火电中共用96座火电厂参与调 峰辅助服务市场交易：共50座火电厂盈利，平均盈利金额0.63亿元；共46座火电厂净支出， 平均净支出金额0.20亿元。 投资建议：转型成长、疫后修复、检测服务 2022年外部诸多环境影响下环保板块业绩承压，但美丽中国建设目标下，行业长期需求仍存。 当前时点，我们认为可着重布局以下投资线索：1）转型成长：推荐ST龙净、冰轮环境，关注 灵活性改造龙头；2）疫后修复：推荐高能环境，关注奥福环保；3）检测服务：推荐军工检测 龙头、华测检测、谱尼测试。 风险提示 1、政策推进力度不及预期风险；2、行业参与者增加，竞争格局恶化风险。 市场表现对比图(近12个月) [Table_Chart] 资料来源：Wind 相关研究 [Table_Report] •《火电灵活性改造（二）技术篇：技术多样，有 的放矢》2022-10-23 •《火电灵活性改造（一）：缘起与节奏，“十四五” 执行比例有望大幅提升》2022-09-18 •《检测服务Q3业绩综述：布局综合检测与高景 气细分》2022-11-01 -28% -15% -1% 13% 2021-11 2022-3 2022-7 2022-11 公用事业 沪深300指数 上证综合指数 2022-11-20 yRoQqQuMuMaQcM9PnPnNsQsQiNpOrQeRpNnO8OqQrRMYnNoOuOnRnR 请阅读最后评级说明和重要声明 3 / 12 行业研究 | 专题报告 目录 发展历程：从计划到市场，从点到面 4 新规比较：扩大主体与品类，明确补偿与分摊 . 5 案例剖析：东北电力市场的运行机制与效果 . 8 投资建议：转型成长、疫后修复、检测服务 . 9 本周推荐组合 . 10 图表目录 图 1：我国电力辅助服务市场发展阶段 4 图 2：东北电力辅助服务市场实时深度调峰运行规则. 8 图 3：长江环保推荐组合累计收益率走势 . 11 表 1：我国新旧两版电力辅助服务管理办法主要内容比较 . 5 表 2：各类电力辅助服务品种及补偿机制 . 6 表 3：全国各电网系统深度调峰基准值和补偿价格区间 . 7 表 4：东北电网风电发电量变化 . 9 表 5：重点环保及检测公司盈利预测与估值 . 10 请阅读最后评级说明和重要声明 4 / 12 行业研究 | 专题报告 我们在9月和10月份相继发布《火电灵活性改造（一）：缘起与节奏，“十四五”执行 比例有望大幅提升》和《火电灵活性改造（二）技术篇》，对火电灵活性改造的背景、目 标、节奏、技术做了详细分析。“十三五”期间我国目标灵活性改造约2.2亿千瓦，但受 行业缺乏合理和持久的回报机制等因素影响，实际完成进度大幅低于预期，2019 年底 累计完成改造约1/4；“十四五”期间目标完成煤电机组灵活性改造2亿千瓦，增加系统 调节能力 3000-4000 万千瓦；随着双碳目标推进带来的可再生能源装机规模迅速增加 带来的调峰迫切性提升、激励机制的完善、多地将灵活性改造与新能源装机挂钩政策的 出台，预计“十四五”火电灵活性改造执行进度有望大幅超过“十三五”期间。 其中，电力辅助服务市场是灵活性改造回报机制的重要手段，本篇报告我们将对电力辅 助服务市场做详细分析。 发展历程：从计划到市场，从点到面 我国电力辅助服务补偿机制产生于2006年，经超过15年一系列政策出台与应用实践， 目前初步形成了跨区、区域省间、省多层次辅助服务体系。 图 1：我国电力辅助服务市场发展阶段 资料来源：《面向新能源消纳的调峰辅助服务市场研究综述》（孙莹等），长江证券研究所 在过去16年的发展历程中，电力辅助服务市场运行机制不断完善。 ➢ 补偿力度：在市场化激励阶段补偿力度逐步加大，激励作用提升，例如东北市场的 热电机组在供热期的负荷率降低至40%以下时最高可获得1元/kwh的补偿； ➢ 区域范围：辅助服务市场的范围也从最早的东北市场扩展到涵盖全国 6 个区域电 网和30个省级电网； ➢ 主体范围：服务市场的主体范围从火电厂扩充到包括新型储能、自备电厂、传统高 载能工业负荷、虚拟电厂等在内； 2006 2015 2017 2018 2020 2021 2022 并网发电厂辅助服 务管理暂行办法 关于进一步深化电力 体制改革的若干意见 电力中长期交易基本规 则（暂行） 完善电力辅助服务补偿 （市场）机制工作方案 关于提升电力系统调 节能力的指导意见 发电企业与电网企 业电费结算办法 2021 年能 源监管 工作要 点 关于完整准确全面贯彻 新发展理念做好碳达峰 碳中和工作的意见 2030 年前 碳达峰 行动方 案 电力并网运行管理规定、 电力辅助服务管理办法 关于加快建设全国统一电 力市场体系的指导意见 按照“补偿成本和合 理收益”的原则对提 供有偿辅助服务的并 网发电厂进行补偿 以 市场化原则 建立辅助 服务 分担共享新机制 以 及完善并网发电企业辅 助服务考核机制和补偿 机制，推进电力辅助服 务市场化 ➢ 鼓励采用 竞价方式 确定 辅 助服务提供主体，鼓励 储 能设备、需求侧参与提 供 辅助服务，允许第三方 参 与提供辅助服务 ➢ 提出全面推进电力辅助 服 务补偿（市场）工作的 三 个阶段及目标 建立以市场为导向的促进 新能源消纳的制度体系 电网企业代理的优先用电 用户电量（包括跨省跨区 交易电量）应当合理分摊 辅助服务费用 ➢ 进一步丰富辅助服务品种 ➢ 推动建立 电力用户参与 辅 助服 务的费用分担共享机制 ➢ 对“两个细则”进行了修 订： 扩大电力辅助服务 新主体 ，丰 富电力辅助服务 新品种 ， 健全 市场形成价格新机制 建立 电力用户参与 辅助服 务 分担共享机制，建立适应 新 型电力系统的市场机制。 第一阶段 （计划性 补偿阶 段） 第二阶段 （市场化激励阶段） 第三阶段 （新型电力系统下的建设 阶段） 请阅读最后评级说明和重要声明 5 / 12 行业研究 | 专题报告 ➢ 品种范围：早期电力辅助服务市场主要针对深度调峰需求，目前多数区域市场已将 启停调峰、转动惯量、爬坡、黑启动、稳定切机服务、稳定切负荷服务等纳入； ➢ 费用分担：调峰补偿费用分担机制从并网电厂扩充到电力用户端。 新规比较：扩大主体与品类，明确补偿与分摊 2021年底国家能源局发布《电力并网运行管理规定》、《电力辅助服务管理办法》，对2006 年发布的2006年《发电厂并网运行管理规定》、《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》 进行修订完善。截至2020年底，全国除西藏外，6个区域电网和30个省级电网启动电 力辅助服务市场，实现各区域、省级辅助服务市场全面覆盖；电力辅助服务市场可发挥 “调节器”作用，有效提升电力系统综合调节能力，显著增加可再生能源消纳水平。 随着碳达峰碳中和战略的进一步推进，未来能源结构调整势在必行，风电、光伏等可再 生能源装机在“十四五”期间预计将进一步提速，我国电源结构和网架结构的变化也给 电力辅助服务市场带来新的挑战，此次对《管理办法》进行修订正是为了应对日益复杂 的电源和用电需求。总结来看，此次修订主要的内容在于： （1）扩大辅助服务提供主体：此前主要是发电侧的水电和火电企业提供电力辅助服务， 而当前将提供辅助服务主体范围由发电厂扩大到包括新型储能、自备电厂、传统高载能 工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、聚合商、虚拟电厂等多元化主体。 （2）对辅助服务品种重新分类：新版管理办法讲电力辅助服务的种类分为有功平衡服 务、无功平衡服务、事故应急及恢复服务，除了调频、调峰、备用、黑启动等服务内容 外，还新增了转动惯量、爬坡、稳定切机服务、稳定切负荷服务等新品种。 （3）进一步明确补偿方式与分摊机制：强调按照“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担” 的原则，确定补偿方式和分摊机制。补偿机制分为固定补偿机制和市场化补偿方式，其 中固定补偿方式确定补偿标准时应综合考虑电力辅助服务成本、性能表现及合理收益等 因素，按“补偿成本、合理收益”的原则确定补偿力度；市场化补偿形成机制应遵循考 虑电力辅助服务成本、合理确定价格区间、通过市场化竞争形成价格的原则。 （4）逐步将电力用户纳入分担共享机制：旧版管理暂行办法规定主要由并网发电企业 分摊成本，未来将逐步建立电力用户参与的电力辅助服务分担共享机制。电力用户可通 过独立或委托代理两种方式参与电力辅助服务，其费用分摊可采取直接承担或经发电企 业间接承担两种方式。 （5）新纳入跨省跨区电力辅助服务机制：随着跨省跨区送电规模日益增长，新版管理 办法明确跨省跨区送电配套电源机组均应按照本办法纳入电力辅助服务管理，原则上根 据调度关系在送端或受端电网参与电力辅助服务。 表 1：我国新旧两版电力辅助服务管理办法主要内容比较 主要条款 《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》 （2006年） 《电力辅助服务管理办法》 （2021年） 提供主体 水电、火电发电厂 火电及水电发电厂、新型储能、自备电厂、传统高载能工业负荷、工商 业可中断负荷、电动汽车充电网络、聚合商、虚拟电厂等主体。 定义分类 并网发电厂提供的辅助服务分为基本辅助服务和 有偿辅助服务 电力辅助服务的种类分为有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢 复服务。 请阅读最后评级说明和重要声明 6 / 12 行业研究 | 专题报告 ➢ 基本辅助服务包括一次调频、基本调峰、基本 无功调节等 ➢ 有偿辅助服务包括自动发电控制（AGC）、有 偿调峰、备用、有偿无功调节、黑启动等 有功平衡服务包括调频、调峰、备用、转动惯量、爬坡等 无功平衡服务即电压控制服务，通过自动电压控制（AVC）、调相运行 等方式，向电网注入、吸收无功功率，或调整无功功率分布 事故应急及恢复服务包括稳定切机服务、稳定切负荷服务和黑启动服务 提供与调用 ➢ 辅助服务的调用应遵循“按需调度”的原则； ➢ 电力调度交易机构根据发电机组特性和电网情 况，合理安排发电机组承担辅助服务 未开展市场化交易的电力辅助服务品种，统筹考虑并网主体的特性和贡 献等实际情况，研究明确提供主体；已开展市场化交易的电力辅助服务 品种，根据市场出清结果确定提供主体。 计量考核 考核所得用于辅助服务补偿 ➢ 固定补偿方式按“补偿成本、合理收益”的原则确定补偿力度； ➢ 市场化补偿形成机制应遵循考虑电力辅助服务成本、合理确定价格区 间、通过市场化竞争形成价格的原则。 补偿方式与费 用来源 ➢ 按照专门记帐、收支平衡、适当补偿的原则， 建立辅助服务补偿机制； ➢ 补偿费用主要来源于辅助服务的考核费用，不 足（富余）部分按统一标准由并网发电厂分摊 逐步建立电力用户参与的电力辅助服务分担共享机制。电力用户可通过 独立或委托代理两种方式参与电力辅助服务，其费用分摊可采取直接承 担或经发电企业间接承担两种方式。 跨省跨区电力 辅助服务机制 无 跨省跨区送电配套电源机组均应纳入电力辅助服务管理 资料来源：国家能源局，长江证券研究所 表 2：各类电力辅助服务品种及补偿机制 电力辅助服务分类 具体品种 补偿方式 固定补偿参考因素 有功平衡服务 一次调频 义务提供、固定补偿、市 场化方式（集中竞价、公 开招标/挂牌/拍卖、双边 协商） 电网转动惯量需求和单体惯量大小 二次调频 常规机组：维持电网频率稳定过程中实际贡献量； 其他并网主体：改造成本和维持电网频率稳定过程中实际贡献量 调峰 社会平均容量成本、提供有偿辅助服务的投资成本和由于提供电力 辅助服务而减少的有功发电量损失 备用 转动惯量 爬坡 无功平衡服务 自动电压控制 义务提供、固定补偿、市 场化方式（公开招标/挂 牌/拍卖、双边协商） 按低于电网投资新建无功补偿装置和运行维护的成本的原则 调相 事故应急及恢复服务 稳定切机 稳控投资成本、错失参与其他市场的机会成本和机组启动成本 稳定切负荷 用户损失负荷成本 黑启动 投资成本、维护费用、黑启动期间运行费用以及每年用于黑启动测 试和人员培训费用 资料来源：国家能源局，长江证券研究所 各地区结合实际情况执行具体的有偿调峰基准值、有偿调峰价格档位和报价区间。 ➢ 深度调峰档位：最少的为新疆、青海、宁夏、东北，均为2档；湖北和湖南省设定 5档；甘肃省设定9档。多以5%或10%为一个区间。 ➢ 报价区间：东北针对供热期间的热电机组在负荷率 40%-50%时的价格区间为 0~0.4元/kwh，在 40%以下时价格区间为0.4-1.0元/kwh，新疆在这两种情况下的 请阅读最后评级说明和重要声明 7 / 12 行业研究 | 专题报告 价格区间分别为 0-0.22 元/kwh 和 0.22-0.7 元/kwh。湖北设定 5 档区间，负荷越 低，报价上限越高，负荷率低于30%时价格上限可达0.6元/kwh等。 ➢ 机组类型：在具备供暖条件的地区，也根据纯发电机组和热电联产机组设定不同的 有偿调峰基准值。 表 3：全国各电网系统深度调峰基准值和补偿价格区间 地区 时间 政策名称 有偿调峰基准值 深度调峰档位 档位区间 报价区间/上限 （元/kWh） 新疆 2020.1 《新疆电力辅助服务市场运营规则》 非供热期 供热期 2 非供热期 供热期 纯凝50% 纯凝45% 纯凝40%-50% 纯凝40%-45% 0-0.22 热电45% 热电50% 热电40%-45% 热电40%-50% ≤40% ≤40% 0.22-0.7 湖北 2020.6 《湖北电力调峰辅 助服务市场运营规 则（试行）》 50% 5 45%-50% 0.2 40%-45% 0.3 35%-40% 0.4 30%-35% 0.5 ＜30% 0.6 东北 2020.9 《东北电力辅助服务市场运营规则》 非供热期 供热期 2 非供热期 供热期 纯凝50% 纯凝48% 纯凝40%-50% 纯凝40%-48% 0-0.4 热电48% 热电50% 热电40%-48% 热电40%-50% ≤40% ≤40% 0.4-1.0 湖南 2020.12 《湖南省电力辅助 服务市场交易规 则》（征求意见 稿） 50% 5 45%-50% 0.1-0.2 40%-45% 0.1-0.25 35%-40% 0.1-0.35 30%-35% 0.1-0.45 ＜30% 0.1-0.55 青海 2020.12 《青海省电力辅助 服务市场运营规 则》 50% 2 40%-50% 0-0.3 ≤40 0.3-0.7 宁夏 2021.5 《宁夏电力辅助服 务市场运营规则 （征求意见稿）》 50% 2 40%-50% 0-0.3 ≤40% 0.3-0.7 山东 2021.9 《山东电力辅助服 务市场运营规则 （试行）》（修 订） 70% 3 50%-70% 0-0.1 30%-50% 0-0.6 30% 0-0.8 川渝 2021.11 《川渝一体化电力 调峰辅助服务市场 运营规则（试 行）》 / / / 下限0.12 福建 2022.4 《福建省电力调峰 辅助服务市场交易 规则（试行）》 （修订） 60% 6 55%-60% 0-0.1 50%-55% 0-0.2 45%-50% 0-0.4 40%-45% 0-0.5 35%-40% 0-0.6 20%-35% 0-1.0 南方 2022.6 《南方区域电力辅 助服务管理实施细 则》 50% 3 40%-50% 30%-40% 30% 广东： 0.099/0.792/1.188 广西： 0.050/0.396/0.594 云南： 0.083/0.662/0.994 贵州： 0.081/0.648/0.972 请阅读最后评级说明和重要声明 8 / 12 行业研究 | 专题报告 海南： 0.074/0.595/0.893 甘肃 2022.9 《甘肃省电力辅助 服务市场运营暂行 规则》 （征求意见稿） 50% 9 非供热期 供热期 40%-50% 0.01 0.30 35%-40% 0.20 0.50 30%-35% 0.35 0.70 25%-30% 0.60 1.20 20%-25% 0.80 1.60 15%-20% 1.00 2.00 10%-15% 1.20 2.40 5%-10% 1.50 3.00 0%-5% 1.80 3.60 资料来源：各地政府官网，长江证券研究所（注：湖北、南方电网和甘肃省的价格是补偿标准上限。） 案例剖析：东北电力市场的运行机制与效果 以东北电力辅助服务市场实时深度调峰为例来看市场规则。交易产品为火电企业深度调 峰贡献的发电量额度，交易卖方为进行实时深度调峰的火电企业，交易买方为风电、光 伏、核电和出力未减到有偿调峰基准的火电厂。针对纯凝机组和热电机组、供热期和非 供热期，设定不同的深度调峰基准线。有偿调峰补偿价格设定2档，第一档报价为0~0.4 元/kwh，第二档报价为0.4~1.0元/kwh。参与深度调峰的火电企业依据其有偿调峰电量 和补偿出清价格来获取收益，而风电场、光伏电站等根据其修正后的发电量比例进行调 峰补偿费用的分摊。 图 2：东北电力辅助服务市场实时深度调峰运行规则 资料来源：《东北电力辅助服务市场运营规则》（2020年版），长江证券研究所 我们参考东北电力辅助服务市场的早期案例来看运行效果。2014 年《东北电力调峰辅 助市场监管办法（试行）》出台，东北电网建设并运行了中国第一家电力调峰辅助服务市 交易卖方 交易买方 实时深度调峰 可中断负荷调峰 电储能调峰 火电停机备用调峰 火电应急启停调峰 跨省调峰 交易产品 实时深度调峰 火电企业 风电 光伏 核电 出力未减到有偿 调 峰基准的火电厂 0~ 0.4 元 /kw h 火电厂有偿调峰基准及阶 梯补偿 电价 50% 供热期 非供热期 纯 凝 机 组 纯 凝 机 组 基 本 调 峰 深 度 调 峰 48% 40% 0.4~ 1 元 /kwh 0~ 0.4 元 /kwh 0.4 ~1 元 /kwh 热 电 机 组 0~ 0.4 元 /kwh 0.4 ~1 元 /kwh 0~ 0.4 元 /kwh 0.4~ 1 元 /kwh 热 电 机 组 档内市场出清价格是指单 位统计 周期内 同一档 内实际 调用到 的 最后 一台 调 峰机组 的报价 单位统计周期是交易量计 算的基 本时间 单位， 以 15 分钟为一个周期 进行统计 风电场分摊方法：参与分 摊的风 电场按 照修正 后发电 量比例 进行分 摊。 风电场调峰分摊金额＝ [风电 场修正 后发电 量 / （省区 内参与 分摊的 所有 火 电厂 总 修正后 发电 量＋省区内参与分摊的所 有 风电 场 总修 正后发 电量＋ 省区内 参与分 摊的所 有 光伏 电站 总 修正 后发电量＋省区内 核电厂 总修正 后发电 量） ]× 调峰补偿总金额 注：修正后发电量是根据风光发电实际小时数与保障性利用小时数的差距、火电机组实际负荷率等调整 负荷率 日内调用时由电力调度机 构按照 电网运 行实际 需要根 据日前 竞价结 果 由低 到高 依 次调用 请阅读最后评级说明和重要声明 9 / 12 行业研究 | 专题报告 场，2017年进一步升级为电力辅助服务市场，规则虽有调整，但实际效果可供参考，根 据《东北电力调峰辅助服务市场的发展之路》（张弘鹏等）统计，在2014年10月至2018 年5月底的时间段内： ➢ 东北电力辅助服务市场合计补偿费用 44.74 亿元，有偿调峰辅助服务平均价格 0.506元，实际最高和最低出清价格分别为1元和0.2元； ➢ 全网风电因辅助服务市场而增发电量326.13亿千瓦时（基本相当于沈阳市一年的 供电量），其中2018年1-5月东北全网弃风电量17.75亿千瓦时，同比下降63.1%； 弃风率 5.75%，同比下降 11.17pct；我们测算风电场每年平均增发小时数约 275 小时（2018年东北风电全年利用小时数约2155小时）。共有257座风电场参与市 场，平均支出金额 688 万元，最高支出金额 0.97 亿元；风电为此支付费用合计 17.69亿元，折合风电为每度电增发电量支付成本0.054元。 ➢ 全网火电中共用 96 座火电厂参与调峰辅助服务市场交易：共 50 座火电厂盈利， 平均盈利金额 0.63 亿元，最高盈利金额 4 亿元；共 46 座火电厂净支出，平均净 支出金额0.20亿元，最高净支出金额0.63亿元。 表 4：东北电网风电发电量变化 风电发电量（亿千瓦时） 弃风电量（亿千瓦时） 弃风率 2018M1-5 290.9 17.75 5.75% 2017M1-5 236.5 48.16 16.92% 同比变化 23.0% -63.1% -11.16pct 资料来源：《东北电力调峰辅助服务市场的发展之路》（张弘鹏等），长江证券研究所 投资建议：转型成长、疫后修复、检测服务 2022 年国内疫情反复，财政支出力度减弱，海外地缘政治冲突导致部分原材料价格上 涨明显，环保板块业绩承压，2022Q1-3环保板块实现扣非归母净利润162.1亿元，同 比降16.2%，今年的特殊环境并不能反应环保板块的真实经营水平。习总书记在“二十 大”报告中要求大力推进生态文明建设，坚持绿水青山就是金山银山的理念，深入推进 环境污染防治，积极稳妥推进碳达峰碳中和，协同推进降碳、减污、扩绿、增长，环保 行业需求仍存。当前时点，我们认为可着重布局以下投资线索： （1）转型成长：重点推荐 ST 龙净、冰轮环境。ST 龙净定位“环保+新能源”双轮驱 动，大气业务具备技术领先性，在手订单超200亿元；紫金矿业入主龙净，目前已有2 个储能项目和风光运营项目落地；华泰保险问题正在解决，存投资收益及财务费用节省 预期；中长期成长空间大，重点推荐。冰轮环境拥有制冷压缩设备领域全国领先技术和 全系列产品体系，预计十四五冷链物流基础设备建设加速，前瞻布局氢能和碳捕集装备， 低估值高成长标的。此外，重点关注灵活性改造及火电环保设备龙头企业、布局高冰镍 项目的伟明环保，以及盐湖提锂相关标的。 （2）疫后修复：重点推荐高能环境，关注奥福环保。高能环境重点布局危废资源化板 块，储备产能充足，管理卓越，2022年因疫情限制、限电限产和项目建设等因素业绩表 现不及预期，但目前公司重庆耀辉、甘肃金昌、靖远宏达等新建项目均已正式投运，年 底新增投运江西危废项目，奠定2023年业绩成长基础；当前业绩虽处左侧，PE（2023E） 仅 13.5x，胜率高。奥福环保为国内蜂窝陶瓷载体龙头企业，经济增速放缓、疫情散发 请阅读最后评级说明和重要声明 10 / 12 行业研究 | 专题报告 和国五库存车等因素影响行业需求，成本端受制于燃气和原材料价格上涨，关注 2023 年经济修复和成本下降预期下的业绩弹性。 （3）检测服务：推荐军工检测龙头、华测检测、谱尼测试。我们统计14家样本检测服 务公司前三季度营收合计约155亿元，同比增17.5%；归母净利润合计约21.3亿元， 同比增10.1%。检测服务行业具备较强的抗周期性，稳定性高，在今年整体外部环境影 响较大的背景下仍然兑现较高的增长殊为不易。在检测服务公司选股上我们秉持两条线 索：①综合化布局：综合性的检测服务机构更加契合行业的特征，在长维度的成长性和 稳定性方面具备更领先的优势，重点推荐华测检测、谱尼测试；②卡位高景气赛道：军 工检测、汽车检测、半导体检测等市场规模大，具备较高竞争壁垒，细分龙头可兑现高 业绩增速。 表 5：重点环保及检测公司盈利预测与估值 公司简称 总市值 （亿元） 归母净利润（百万元） PE PB(MRQ) 2021A 2022E 2023E 2024E 2021A 2022E 2023E 2024E 20220930 ST龙净 166 860 866 1,044 1,350 19.3 19.1 15.9 12.3 1.78 冰轮环境 91 301 410 525 659 30.2 22.2 17.3 13.8 1.71 伟明环保 347 1,535 1,774 2,768 3,855 22.6 19.5 12.5 9.0 4.69 高能环境 162 726 827 1,197 1,581 22.3 19.6 13.5 10.2 1.87 奥福环保 22 66 9 109 174 33.0 250.0 19.9 12.5 1.70 洪城环境 78 820 979 1,106 1,235 9.5 8.0 7.1 6.3 1.25 谱尼测试 105 220 315 386 537 53.1 33.3 30.4 21.8 3.05 华测检测 357 746 911 1,128 1,388 47.8 39.2 31.7 25.7 7.14 广电计量 108 182 230 378 519 59.0 46.8 28.4 20.7 3.42 资料来源：Wind，长江证券研究所（注：股价截止日期2022年11月18日。） 本周推荐组合 长江环保团队上周推荐组合为ST龙净（30%）、谱尼测试（30%）、冰轮环境（20%）、 洪城环境（20%），组合收益率-0.33%，跑输沪深300指数0.67pct，跑输长江证券环保 指数 0.24pct；2020 年初至今组合累计收益率 84.67%，跑赢沪深 300 指数 90.15pct， 跑赢长江证券环保指数89.14pct。 本周推荐为：ST龙净（30%）、谱尼测试（30%）、冰轮环境（20%）、洪城环境（20%）。 组合累计收益率如下图： 请阅读最后评级说明和重要声明 11 / 12 行业研究 | 专题报告 图 3：长江环保推荐组合累计收益率走势 资料来源：Wind，长江证券研究所 8 4 . 6 7 % -40% -20% 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 20 20 -01 2020 -03 2020 -04 2020 -06 2020 -08 2020 -10 20 20 -12 2021 -02 2021 -04 2021 -06 2021 -08 2021 -10 2021 -12 20 22 -02 2022 -04 2022 -06 2022 -08 2022 -10 长 江 环 保组合累 计收益率走势 长江环保组合 沪深 300 环保指数（长江） 请阅读最后评级说明和重要声明 12 / 12 行业研究 | 专题报告 投资评级说明 行业评级 报告发布日后的 12 个月内行业股票指数的涨跌幅相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅为基准，投资建议的评 级标准为： 看 好： 相对表现优于同期相关证券市场代表性指数 中 性： 相对表现与同期相关证券市场代表性指数持平 看 淡： 相对表现弱于同期相关证券市场代表性指数 公司评级 报告发布日后的12个月内公司的涨跌幅相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅为基准，投资建议的评级标准为： 买 入： 相对同期相关证券市场代表性指数涨幅大于10% 增 持： 相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在5%～10%之间 中 性： 相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在-5%～5%之间 减 持： 相对同期相关证券市场代表性指数涨幅小于-5% 无投资评级： 由于我们无法获取必要的资料，或者公司面临无法预见结果的重大不确定性事件，或者其他原因，致使 我们无法给出明确的投资评级。 相关证券市场代表性指数说明：A 股市场以沪深 300 指数为基准；新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数 （针对做市转让标的）为基准；香港市场以恒生指数为基准。 办公地址 [Table_Contact] 上海 武汉 Add /浦东新区世纪大道1198号世纪汇广场一座29层 P.C /（200122） Add /武汉市江汉区淮海路88号长江证券大厦37楼 P.C /（430015） 北京 深圳 Add /西城区金融街33号通泰大厦15层 P.C /（100032） Add /深圳市福田区中心四路1号嘉里建设广场3期36楼 P.C /（518048） 分析师声明 作者具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并注册为证券分析师，以勤勉的职业态度，独立、客观地出具本报告。分析逻辑基于作者的职业理解，本报告清晰准确地 反映了作者的研究观点。作者所得报酬的任何部分不曾与，不与，也不将与本报告中的具体推荐意见或观点而有直接或间接联系，特此声明。 重要声明 长江证券股份有限公司具有证券投资咨询业务资格，经营证券业务许可证编号：10060000。 本报告仅限中国大陆地区发行，仅供长江证券股份有限公司（以下简称：本公司）的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。本报告的信息均来源于公开资料， 本公司对这些信息的准确性和完整性不作任何保证，也不保证所包含信息和建议不发生任何变更。本公司已力求报告内容的客观、公正，但文中的观点、结论和建议仅供参考，不包 含作者对证券价格涨跌或市场走势的确定性判断。报告中的信息或意见并不构成所述证券的买卖出价或征价，投资者据此做出的任何投资决策与本公司和作者无关。 本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可升可跌，过往表现不应作为日后的表现依据； 在不同时期，本公司可以发出其他与本报告所载信息不一致及有不同结论的报告；本报告所反映研究人员的不同观点、见解及分析方法，并不代表本公司或其他附属机构的立场；本 公司不保证本报告所含信息保持在最新状态。同时，本公司对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。 本公司及作者在自身所知情范围内，与本报告中所评价或推荐的证券不存在法律法规要求披露或采取限制、静默措施的利益冲突。 本报告版权仅为本公司所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制和发布。如引用须注明出处为长江证券研究所，且不得对本报告进行有悖原意的引用、 删节和修改。刊载或者转发本证券研究报告或者摘要的，应当注明本报告的发布人和发布日期，提示使用证券研究报告的风险。未经授权刊载或者转发本报告的，本公司将保留向其 追究法律责任的权利。 财务报表及指标预测 Powered by TCPDF (www.tcpdf.org)